CN104453861B - 一种高压气井井筒温度分布的确定方法以及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统，所述方法包括：获取与高压气井以及井筒相关的数据资料；获取预先设定的步长；根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段；根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度；所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布。通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。

Description

一种高压气井井筒温度分布的确定方法以及系统

技术领域

本发明关于天然气开采技术领域，特别是关于高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采技术，具体的讲是一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统。

背景技术

现有技术中，许多研究者在井筒流体和围岩之间的传热机理的各个方面做了大量的研究，并且给出了计算井筒温度分布的方程式。Lesem等和Moss及White首先建议确定井筒流体温度的程序和步骤，Ramey和Edwardson等则首先给出了确定作为井深和生产时间函数的流体温度的理论模型，但是这两项研究工作都忽略了动能和摩擦力的影响，只适用于单相流体的流动求解。

Satter所提供的方法包括了注汽井相态变化的影响，从而提高了Ramey研究工作的精度。Shiu和Beggs阐述了确定Ramey方程式的参数的方法，引入了松弛距离的概念，但Shiu和Beggs是根据370油气井的现场测试资料回归的松弛距离简单公式，因此存在一定的误差。

Witterholt及Tixier和Cutis及Witterholt采用了流体流量确定Ramey方程式中流体温度的影响。他们将这些参数与流体实测温度相耦合，定性的确定了各产层的产量，由于该方法取决于井筒流体和围岩之间的恒温差，其适用范围受到限制，特别是在确定多层产量结果时，更受到限制。

Ramey模型的这些应用结果仅限于井筒内单相流且半径为趋于零的极小值。Sagar等扩展了Ramey法，可以确定考虑了动能效应和Joule-Thompson膨胀效应的多相流井筒内流体传热参数。

上述现有技术中的各项研究结果在计算高压产气井的井筒温度分布过程中产生的误差都比较大，因此，如何精确的确定出高压产气井的温度分布，进而据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采是本领域亟待解决的技术难题。

发明内容

为了解决现有技术中的各项研究结果在计算高压产气井的井筒温度分布过程中产生的误差都比较大的难题，本发明提供了一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统，是一种精确的高压气井井筒温度分布的确定方案，通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。

本发明的目的之一是，提供一种高压气井井筒温度分布的确定方法，包括：获取与高压气井以及井筒相关的数据资料；获取预先设定的步长；根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段；根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度；所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布。

本发明的目的之一是，提供了一种高压气井井筒温度分布的确定系统，包括：数据资料获取装置，用于获取与高压气井以及井筒相关的数据资料；步长设定装置，用于获取预先设定的步长；井筒段确定装置，用于根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段；温度确定装置，用于根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度；温度场分布确定装置，用于根据所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布。

本发明的有益效果在于，提供了一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统，是一种精确的高压气井井筒温度分布的确定的方案，通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。本发明推导出的高压气井在两相流条件下，在流体温度和地层温度已知的条件下，井深和时间函数的流体温度方程，通过该方程可易于计算高压气井的井筒热损失以及稳态双相流的流动流体温度分布。且本发明所涉及的方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。

为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定方法的流程图；

图2为图1中的步骤S104的具体流程图；

图3为图2中的步骤S202的实施方式一的具体流程图；

图4为图2中的步骤S202的实施方式二的具体流程图；

图5为图2中的步骤S203的具体流程图；

图6为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统的结构框图；

图7为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的温度确定装置104的具体结构框图；

图8为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的压力确定模块202的实施方式一的具体结构框图；

图9为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的压力确定模块202的实施方式二的具体结构框图；

图10为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的温度确定模块203的具体结构框图；

图11为注气井井筒单元结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明涉及天然气开采领域，用于高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流情况下的气井温度分布计算，是一种计算高压气井温度分布的简单、精确方法。本发明针对Ramey等人的研究理论在计算的高压气井井筒温度分布时精度不高的缺点，提出了一个改进方案。该方案是在Ramey推导的单相流条件下流体能量平衡方程式基础上，在气液两相流条件下对其进行了改进，推导出能精确计算气井的量平衡方程式。

本发明的主要假设条件为：

(1)、流体流动状态为稳定流动；

(2)、流体状态为气液两相流

(3)、井筒内传热为稳定传热；

(4)、地层传热为不稳定传热，且服从Ramey的无因次时间函数；

(5)、油套管同心。

图1为本发明提出的一种高压气井井筒温度分布的确定方法的具体流程图，由图1可知，所述的方法包括：

S101：获取与高压气井以及井筒相关的数据资料。

在具体的实施例中，与高压气井以及井筒相关的数据资料包括油管外半径、油管内半径、油管壁气膜传热系数、油管导热系数、环空流体自然对流及传导热传热系数、环空辐射热传热系数、套管导热系数、套管外半径、套管内半径、水泥环导热系数、井眼半径、注气井的注气压力、注气速率、注气时间、产气井的井口压力、产气量、生产时间。

S102：获取预先设定的步长。在本发明的具体实施方式中，预先设定的步长可以为任意值，来计算井筒温度场的分布。

S103：根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段。在具体的实施方式中，假设井筒的总深度为1000米，预先设定的步长为100米，则该实施方式中总共可以将井筒分为10个井筒段，从井底到井口依次为0-100米、100-200米、200-300米、300-400米、400-500米、500-600米、600-700米、700-800米、800-900米、900-1000米。

S104：根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度。图2为步骤S104的具体流程图。

S105：所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布。

图2为步骤S104的具体流程图，由图2可知，步骤S104具体包括：

S201：依次确定每个井筒段的总传热系数。

在具体的实施方式中，井筒流体能量平衡。井筒内流体上升所引起的热损失导致流体温度降低，本发明给出了遵循热动力学标准的流体能量平衡结果。在Ramey推导的单相流条件下流体能量平衡方程式基础上，对于两相流系统，在微分长度为dz(即预先设定的井筒段)的条件下，推导出了精确的能量平衡方程式如下：

其中，gc和J表示近似的换算系数，C_J是Joule-Thomson系数，K/Pa；C_pm是流体的定压比热容，J/(kgK)；H是流体比焓，J/kg；v是流体的流速，m/s；g是重力加速度，m/s²；p是混合物的压力(绝对)，Pa；θ是管道与水平方向的夹角，°；T_f是井筒中流体的温度。

根据传热标准或传热现象，本发明给出了以总传热系数Uto表示的井筒内流体和围岩之间的径向传热方程式。Ramey和Willhite给出了详细的讨论，故此可以推导出在井壁温度为T_wb时的传热率为dQ/dz的方程式：

其中，W为流体的总质量流速，kg/s。

基于油管外表面积的总传热系数U_to取决于油管内流体向围岩传热时热流的阻力、总传热系数表达式如下：

式中：r_to为油管外半径，m；r_ti为油管内半径，m；h_f为油管壁气膜传热系数，W/(m².K)；K_tub为油管导热系数，W/(m.K)；K_cas为套管导热系数，W/(m.K)；K_cem为水泥环导热系数，W/(m.K)；r_co为套管外半径，m；r_ci为套管内半径，m；h_c为环空流体自然对流及传导热传热系数，W/(m².K)；h_r为环空辐射热传热系数，W/(m².K)，r_h为井眼半径。

总之，上式忽略了油管或套管金属对热流的阻力。通常，需要考虑环空内流体传热机理的自然对流问题，根据水泥层的厚度，通过水泥层的阻热效应更重要。用公式(3)迭代计算各个井筒段dz内的总传热系数U_to(具体迭代算法详见刘文章主编《稠油注蒸汽热采工程》P140)。

S202：依次确定每个井筒段上端的压力。图3为步骤S202的实施方式一的具体流程图，由图3可知，当所述的高压气井为注气井时，该步骤在实施方式一中具体包括：

S301：获取所述注气井的注气压力；

S302：获取所述注气井的注气速率；

S303：获取所述注气井的注气时间；

S304：根据所述注气井的注气压力、注气速率、注气时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

具体的，在本发明中计算各个井筒段上端的压力使用贝格斯-比尔算Beggs-Bill算法：

其中，p为混合物的压力(绝对，当所述的高压气井为注气井时，p为注气井的注气压力)，Pa；z为轴向流动的距离，m；ρ_l为液相密度，kg/m³；ρ_g为气相密度，kg/m³；H_l为持液率，m³/m³；g为重力加速度，m/s²；θ为管道与水平方向的夹角，°；λ为两相流动的沿程阻力系数，无因次；G为混合物的质量流量，kg/s；v为混合物的流速，m/s(当所述的高压气井为注气井时，v为注气井的注气速率)；v_sg为气相的折算速度，m/s；D为管道直径，m；A为管道截面积，m²。该步骤的具体计算详见张琪主编《采油工程原理与设计》P50。

图4为步骤S202的实施方式二的具体流程图，由图4可知，当所述的高压气井为产气井时，该步骤在实施方式二中具体包括：

S401：获取所述产气井的井口压力；

S402：获取所述产气井的产气量；

S403：获取所述产气井的生产时间；

S404：根据所述产气井的井口压力、产气量、生产时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

具体的，在本发明中计算各个井筒段上端的压力使用贝格斯-比尔算Beggs-Bill算法：

其中，p为混合物的压力(绝对，当所述的高压气井为产气井时，p为产气井的井口压力)，Pa；z为轴向流动的距离，m；ρ_l为液相密度，kg/m³；ρ_g为气相密度，kg/m³；H_l为持液率，m³/m³；g为重力加速度，m/s²；θ为管道与水平方向的夹角，°；λ为两相流动的沿程阻力系数，无因次；G为混合物的质量流量，kg/s；v为混合物的流速，m/s(当所述的高压气井为注气井时，v为产气井的产气量)；v_sg为气相的折算速度，m/s；D为管道直径，m；A为管道截面积，m²。该步骤的具体计算详见张琪主编《采油工程原理与设计》P50。

由图2可知，步骤S104还包括：

S203：根据所述的总传热系数以及所述的压力确定每个井筒段上端的温度。

图5为步骤S203的具体流程图，由图5可知，该步骤具体包括：

S501：根据时间函数的定义式确定井筒地层界面到地层之间的传热表达式。

具体的，Ramey无因次时间函数公式：

如果高压气井为是注气井，则上述公式中的t_D为注气时间。

如果高压气井为是产气井，则上述公式中的t_D为生产时间。

使用T_D的定义式，可以推导出井筒地层界面到地层之间的传热表达式，如下所示：

S502：根据所述的总传热系数、传热方程以及井筒地层界面到地层之间的传热表达式确定随井深变化的流体温度计算式。

具体的，联立方程(3)和(5)消去T_wb，可以获得：

其中，T_ei为地层温度，K。

通过消去式(2)、(5)、(6)中的和T_wb，可以获得随井深变化的流体温度计算式，即：

S503：根据随井深变化的流体温度计算式以及所述的压力确定出井深度-生产时间函数的流体温度表达式；

具体的，地层温度T_ei通常被假设成随深度线性变化，故：

T_ei＝T_eibh-g_Tz (9)

其中，g_T表示地温梯度T_eibh是井底温度，不同的深度的地层具有不同的地温梯度值。我们假设式(7)中最后两项之和不随井深变化，式(7)则可转化成线性微分方程。即：

值得注意的是，式(10)表示地层中发生了非稳态传热，而在井筒内则形成了稳态流，因此我们必须在前面的假设条件中提及。

式(10)可以在常数为A与合理的边界条件下加以积分。故在流体温度和地层温度通常已知的条件下(T_f＝T_fbh且T_ei＝T_eibh)，对于井底条件为(z＝zbh)的生产井给出作为井深度-生产时间函数的流体温度表达式：

式(12)中的φ将取决于如质量流量、气液比、井口压力等的一系列变量。

S504：根据所述的井深度-生产时间函数的流体温度表达式确定每个井筒段上端的温度。

如上即是本发明提供了一种高压气井井筒温度分布的确定方法，是一种精确的高压气井井筒温度分布的确定方案，通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。

图6为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统的结构框图，由图6可知，所述的系统包括：

数据资料获取装置101，用于获取与高压气井以及井筒相关的数据资料。

在具体的实施例中，与高压气井以及井筒相关的数据资料包括油管外半径、油管内半径、油管壁气膜传热系数、油管导热系数、环空流体自然对流及传导热传热系数、环空辐射热传热系数、套管导热系数、套管外半径、套管内半径、水泥环导热系数、井眼半径、注气井的注气压力、注气速率、注气时间、产气井的井口压力、产气量、生产时间。

步长设定装置102，用于获取预先设定的步长。在本发明的具体实施方式中，预先设定的步长可以为任意值，来计算井筒温度场的分布。

井筒段确定装置103，用于根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段。在具体的实施方式中，假设井筒的总深度为1000米，预先设定的步长为100米，则该实施方式中总共可以将井筒分为10个井筒段，从井底到井口依次为0-100米、100-200米、200-300米、300-400米、400-500米、500-600米、600-700米、700-800米、800-900米、900-1000米。

温度确定装置104，用于根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度。图7为温度确定装置104的具体结构框图。

温度场分布确定装置105，用于所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布。

图7为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的温度确定装置104的具体结构框图，由图7可知，温度确定装置104具体包括：

总传热系数确定模块201，用于依次确定每个井筒段的总传热系数。

在具体的实施方式中，井筒流体能量平衡。井筒内流体上升所引起的热损失导致流体温度降低，本发明给出了遵循热动力学标准的流体能量平衡结果。在Ramey推导的单相流条件下流体能量平衡方程式基础上，对于两相流系统，在微分长度为dz(即预先设定的井筒段)的条件下，推导出了精确的能量平衡方程式如下：

其中，gc和J表示近似的换算系数，C_J是Joule-Thomson系数，K/Pa；C_pm是流体的定压比热容，J/(kgK)；H是流体比焓，J/kg；v是流体的流速，m/s；g是重力加速度，m/s²；p是混合物的压力(绝对)，Pa；θ是管道与水平方向的夹角，°；T_f是井筒中流体的温度。

根据传热标准或传热现象，本发明给出了以总传热系数Uto表示的井筒内流体和围岩之间的径向传热方程式。Ramey和Willhite给出了详细的讨论，故此可以推导出在井壁温度为T_wb时的传热率为dQ/dz的方程式：

其中，W为流体的总质量流速，kg/s。

基于油管外表面积的总传热系数U_to取决于油管内流体向围岩传热时热流的阻力、总传热系数表达式如下：

式中：r_to为油管外半径，m；r_ti为油管内半径，m；h_f为油管壁气膜传热系数，W/(m².K)；K_tub为油管导热系数，W/(m.K)；K_cas为套管导热系数，W/(m.K)；K_cem为水泥环导热系数，W/(m.K)；r_co为套管外半径，m；r_ci为套管内半径，m；h_c为环空流体自然对流及传导热传热系数，W/(m².K)；h_r为环空辐射热传热系数，W/(m².K)，r_h为井眼半径。

总之，上式忽略了油管或套管金属对热流的阻力。通常，需要考虑环空内流体传热机理的自然对流问题，根据水泥层的厚度，通过水泥层的阻热效应更重要。用公式(3)迭代计算各个井筒段dz内的总传热系数U_to(具体迭代算法详见刘文章主编《稠油注蒸汽热采工程》P140)。

压力确定模块202，用于依次确定每个井筒段上端的压力。图8为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的压力确定模块202的实施方式一的具体结构框图，由图8可知，当所述的高压气井为注气井时，压力确定模块202在实施方式一中具体包括：

注气压力获取单元301，用于获取所述注气井的注气压力；

注气速率获取单元302，用于获取所述注气井的注气速率；

注气时间获取单元303，用于获取所述注气井的注气时间；

第一压力确定单元304，用于根据所述注气井的注气压力、注气速率、注气时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

具体的，在本发明中计算各个井筒段上端的压力使用贝格斯-比尔算Beggs-Bill算法：

其中，p为混合物的压力(绝对，当所述的高压气井为注气井时，p为注气井的注气压力)，Pa；z为轴向流动的距离，m；ρ_l为液相密度，kg/m³；ρ_g为气相密度，kg/m³；H_l为持液率，m³/m³；g为重力加速度，m/s²；θ为管道与水平方向的夹角，°；λ为两相流动的沿程阻力系数，无因次；G为混合物的质量流量，kg/s；v为混合物的流速，m/s(当所述的高压气井为注气井时，v为注气井的注气速率)；v_sg为气相的折算速度，m/s；D为管道直径，m；A为管道截面积，m²。该步骤的具体计算详见张琪主编《采油工程原理与设计》P50。

图9为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的压力确定模块202的实施方式二的具体结构框图，由图9可知，当所述的高压气井为产气井时，压力确定模块202在实施方式二中具体包括：

井口压力获取模块401，用于获取所述产气井的井口压力；

产气量获取模块402，用于获取所述产气井的产气量；

生产时间获取模块403，用于获取所述产气井的生产时间；

第二压力确定单元404，用于根据所述产气井的井口压力、产气量、生产时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

具体的，在本发明中计算各个井筒段上端的压力使用贝格斯-比尔算Beggs-Bill算法：

其中，p为混合物的压力(绝对，当所述的高压气井为产气井时，p为产气井的井口压力)，Pa；z为轴向流动的距离，m；ρ_l为液相密度，kg/m³；ρ_g为气相密度，kg/m³；H_l为持液率，m³/m³；g为重力加速度，m/s²；θ为管道与水平方向的夹角，°；λ为两相流动的沿程阻力系数，无因次；G为混合物的质量流量，kg/s；v为混合物的流速，m/s(当所述的高压气井为注气井时，v为产气井的产气量)；v_sg为气相的折算速度，m/s；D为管道直径，m；A为管道截面积，m²。该步骤的具体计算详见张琪主编《采油工程原理与设计》P50。

由图7可知，温度确定装置104还包括：

温度确定模块203，用于根据所述的总传热系数以及所述的压力确定每个井筒段上端的温度。

图10为本发明实施例提供的一种高压气井井筒温度分布的确定系统中的温度确定模块203的具体结构框图，由图10可知，温度确定模块203具体包括：

传热表达式确定单元501，用于根据时间函数的定义式确定井筒地层界面到地层之间的传热表达式。

具体的，Ramey无因次时间函数公式：

如果高压气井为是注气井，则上述公式中的t_D为注气时间。

如果高压气井为是产气井，则上述公式中的t_D为生产时间。

使用T_D的定义式，可以推导出井筒地层界面到地层之间的传热表达式，如下所示：

流体温度计算式确定单元502，用于根据所述的总传热系数、传热方程以及井筒地层界面到地层之间的传热表达式确定随井深变化的流体温度计算式。

具体的，联立方程(3)和(5)消去T_wb，可以获得：

其中，T_ei为地层温度，K。

通过消去式(2)、(5)、(6)中的和T_wb，可以获得随井深变化的流体温度计算式，即：

流体温度表达式确定单元503，用于根据随井深变化的流体温度计算式以及所述的压力确定出井深度-生产时间函数的流体温度表达式；

具体的，地层温度T_ei通常被假设成随深度线性变化，故：

T_ei＝T_eibh-g_Tz (9)

其中，g_T表示地温梯度T_eibh是井底温度，不同的深度的地层具有不同的地温梯度值。我们假设式(7)中最后两项之和不随井深变化，式(7)则可转化成线性微分方程。即：

值得注意的是，式(10)表示地层中发生了非稳态传热，而在井筒内则形成了稳态流，因此我们必须在前面的假设条件中提及。

式(10)可以在常数为A与合理的边界条件下加以积分。故在流体温度和地层温度通常已知的条件下(T_f＝T_fbh且T_ei＝T_eibh)，对于井底条件为(z＝zbh)的生产井给出作为井深度-生产时间函数的流体温度表达式：

式(12)中的φ将取决于如质量流量、气液比、井口压力等的一系列变量。

温度确定单元504，用于根据所述的井深度-生产时间函数的流体温度表达式确定每个井筒段上端的温度。

如上即是本发明提供了一种高压气井井筒温度分布的确定系统，是一种精确的高压气井井筒温度分布的确定方案，通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。

下面结合具体的实施方式，详细介绍本发明的技术方案。在具体的实施方式中，假设井筒的总深度为1000米，设定的步长为100米，则该实施方式中总共可以将井筒分为10个井筒段，从井底到井口依次为0-100米、100-200米、200-300米、300-400米、400-500米、500-600米、600-700米、700-800米、800-900米、900-1000米。下面结合附图11对本发明的具体实施方式进行具体的说明。图11为注气井井筒单元结构示意图。由图11可知，r_ti为油管内半径，r_to为油管外半径，r_ci为套管内半径，r_co为套管外半径，r_h为井眼半径，T_f为油管内高压气体温度，T_ti为油管内壁温度，T_to为油管外壁温度，T_ci为套管内壁温度，T_co为套管外壁温度，T_h为水泥环温度。

1.数据准备：

①井身结构及有关热物理性质：水泥导热系数；井眼半径；气井深度；油管导热系数；套管导热系数；油管内半径；油管外半径；套管内半径；套管外半径；环空流体辐射传热系数；环空流体对流换热系数。

②气井底部深度的压力P₀。

如果是注气井，则需要井口注入参数：注气速率；注气时间。

如果是产气井，则需要井口生产参数：产气量；生产时间。

③地层热物性：地温梯度；气井底部深度的地层温度；地层导热系数。

2.用公式(4)计算T_D。

3.以井底为初始计算点，任意设定步长dz，l＝0,i＝1，P_i＝P₀。

4.用公式(3)迭代计算该段dz内的总传热系数U_to(具体迭代算法详见刘文章主编《稠油注蒸汽热采工程》P140)

5.根据公式(13)计算该段上端的压力P_i+1＝P_i+dp，

6.用公式(12)计算该段上端井筒温度T_f。

7.i++,令P_i＝P_i+1，l＝l-dz,返回第4步继续迭代计算。若l＝0,则迭代结束。

本发明可以任意步长dz计算井筒温度场的分布，当也可以通过已知条件计算任意一点的温度值。该方法具有非常好的稳定性和收敛性，更加适合计算机编程。

综上所述，本发明提供了一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统，提供了一种高压气井井筒温度分布的确定方法及系统，是一种精确的高压气井井筒温度分布的确定的方案，通过获取与高压气井以及井筒相关的数据资料，根据设定步长将井筒分为多个井筒段，依次确定每个井筒段中上端的温度，如此则得到了井筒温度场分布，为后续据此进行高压产气井、储气库井等单相流或气液两相流的开采提供了数据依据。本发明推导出的高压气井在两相流条件下，在流体温度和地层温度已知的条件下，井深和时间函数的流体温度方程，通过该方程可易于计算高压气井的井筒热损失以及稳态双相流的流动流体温度分布。且本发明所涉及的方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。

本发明推导出高压气井在两相流条件下，在流体温度和地层温度已知的条件下，井深和时间函数的流体温度方程，通过该方程可易于计算高压气井的井筒热损失以及稳态双相流的流动流体温度分布。而且本发明所涉及的计算方法具有良好的计算稳定性和较高的计算精度，计算结果更加精确。

此外，该方案是针对Ramey等人的研究的常规算法的计算精度不高的缺点，提出的一种改进算法。该算法是在Ramey推导的单相流条件下流体能量平衡方程式基础上，在气液两相流条件下对其进行了改进，推导出能精确计算气井的量平衡方程式。该方案可以推导出随井深变化的流体温度计算式(7)。假设不随井深变化，则(7)可转化成线性微分方程(10)。在流体温度和地层温度已知的条件下，可以推导出随井深和时间变化的流体温度方程(12)，通过该方程可易于计算高压气井的井筒热损失以及稳态双相流的流动流体温度分布。可以任意步长dz计算井筒温度场的分布，当也可以通过已知条件计算任意一点的温度值。该方案具有非常好的稳定性和收敛性，更加适合计算机编程。

本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一般计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)或随机存储记忆体(Random AccessMemory，RAM)等。

本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (10)

1.一种高压气井井筒温度分布的确定方法，其特征是，所述的方法包括：

获取与高压气井以及井筒相关的数据资料；

获取预先设定的步长；

根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段；

根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度；

所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布；

其中，根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度包括：依次确定每个井筒段的总传热系数；依次确定每个井筒段上端的压力；根据所述的总传热系数以及所述每个井筒段上端的压力确定每个井筒段上端的温度；

根据所述的总传热系数以及所述每个井筒段上端的压力确定每个井筒段上端的温度包括：根据时间函数的定义式确定井筒地层界面到地层之间的传热表达式；根据所述的总传热系数、传热方程以及井筒地层界面到地层之间的传热表达式确定随井深变化的流体温度计算式；根据随井深变化的流体温度计算式以及所述每个井筒段上端的压力确定出井深度-生产时间函数的流体温度表达式；根据所述的井深度-生产时间函数的流体温度表达式确定每个井筒段上端的温度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述的数据资料包括油管外半径、油管内半径、油管壁气膜传热系数、油管导热系数、环空流体自然对流及传导热传热系数、环空辐射热传热系数、套管导热系数、套管外半径、套管内半径、水泥环导热系数、井眼半径、注气井的注气压力、注气速率、注气时间、产气井的井口压力、产气量、生产时间。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征是，确定每个井筒段的总传热系数通过如下公式进行：

$\frac{1}{U_{to}}=\frac{r_{to}}{r_{ti}{h}_f}+\frac{r_{to}\ln \left(r_{to}/r_{ti}\right)}{K_{tub}}+\frac{1}{\left(h_c+h_r\right)}+\frac{r_{to}\ln \left(r_{co}/r_{ci}\right)}{K_{cas}}+\frac{r_{to}\ln \left(r_h/r_{co}\right)}{K_{cem}}$

其中，U_to为总传热系数，r_to为油管外半径，r_ti为油管内半径，h_f为油管壁气膜传热系数，K_tub为油管导热系数，h_c为环空流体自然对流及传导热传热系数，h_r为环空辐射热传热系数，K_cas为套管导热系数，r_co为套管外半径，r_ci为套管内半径，K_cem为水泥环导热系数，r_h为井眼半径。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征是，当所述的高压气井为注气井时，确定每个井筒段上端的压力包括：

获取所述注气井的注气压力；

获取所述注气井的注气速率；

获取所述注气井的注气时间；

根据所述注气井的注气压力、注气速率、注气时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征是，当所述的高压气井为产气井时，确定每个井筒段上端的压力包括：

获取所述产气井的井口压力；

获取所述产气井的产气量；

获取所述产气井的生产时间；

根据所述产气井的井口压力、产气量、生产时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

6.一种高压气井井筒温度分布的确定系统，其特征是，所述的系统包括：

数据资料获取装置，用于获取与高压气井以及井筒相关的数据资料；

步长设定装置，用于获取预先设定的步长；

井筒段确定装置，用于根据所述的步长将所述的井筒分为多个井筒段；

温度确定装置，用于根据所述的数据资料分别确定所述多个井筒段上端的温度；

温度场分布确定装置，用于根据所述的多个井筒段上端的温度组成井筒温度场分布；

其中，所述温度确定装置包括：总传热系数确定模块，用于依次确定每个井筒段的总传热系数；压力确定模块，用于依次确定每个井筒段上端的压力；温度确定模块，用于根据所述的总传热系数以及所述每个井筒段上端的压力确定每个井筒段上端的温度；

所述的温度确定模块包括：传热表达式确定单元，用于根据时间函数的定义式确定井筒地层界面到地层之间的传热表达式；流体温度计算式确定单元，用于根据所述的总传热系数、传热方程以及井筒地层界面到地层之间的传热表达式确定随井深变化的流体温度计算式；流体温度表达式确定单元，用于根据随井深变化的流体温度计算式以及所述每个井筒段上端的压力确定出井深度-生产时间函数的流体温度表达式；温度确定单元，用于根据所述的井深度-生产时间函数的流体温度表达式确定每个井筒段上端的温度。

7.根据权利要求6所述的系统，其特征是，所述的数据资料包括油管外半径、油管内半径、油管壁气膜传热系数、油管导热系数、环空流体自然对流及传导热传热系数、环空辐射热传热系数、套管导热系数、套管外半径、套管内半径、水泥环导热系数、井眼半径、注气井的注气压力、注气速率、注气时间、产气井的井口压力、产气量、生产时间。

8.根据权利要求7所述的系统，其特征是，确定每个井筒段的总传热系数通过如下公式进行：

$\frac{1}{U_{to}}=\frac{r_{to}}{r_{ti}{h}_f}+\frac{r_{to}\ln \left(r_{to}/r_{ti}\right)}{K_{tub}}+\frac{1}{\left(h_c+h_r\right)}+\frac{r_{to}\ln \left(r_{co}/r_{ci}\right)}{K_{cas}}+\frac{r_{to}\ln \left(r_h/r_{co}\right)}{K_{cem}}$

其中，U_to为总传热系数，r_to为油管外半径，r_ti为油管内半径，h_f为油管壁气膜传热系数，K_tub为油管导热系数，h_c为环空流体自然对流及传导热传热系数，h_r为环空辐射热传热系数，K_cas为套管导热系数，r_co为套管外半径，r_ci为套管内半径，K_cem为水泥环导热系数，r_h为井眼半径。

9.根据权利要求8所述的系统，其特征是，当所述的高压气井为注气井时，所述的压力确定模块包括：

注气压力获取单元，用于获取所述注气井的注气压力；

注气速率获取单元，用于获取所述注气井的注气速率；

注气时间获取单元，用于获取所述注气井的注气时间；

第一压力确定单元，用于根据所述注气井的注气压力、注气速率、注气时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。

10.根据权利要求8所述的系统，其特征是，当所述的高压气井为产气井时，所述的压力确定模块包括：

井口压力获取模块，用于获取所述产气井的井口压力；

产气量获取模块，用于获取所述产气井的产气量；

生产时间获取模块，用于获取所述产气井的生产时间；

第二压力确定单元，用于根据所述产气井的井口压力、产气量、生产时间以及贝格斯-比尔算法确定每个井筒段上端的压力。